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【摘要】贝14兴安岭油层属低孔特低渗透油藏，2004年12月投入开发，前期进行弹性开采，产量递减较快；2006年5月实现注水开发，但是由于地层渗透率低，水敏性强，很难实现有效注入，开发效果不理想。2011年9月CO2试验区一期投运，注气区油井逐步见到注气效果。本文结合CO2驱提高低渗油藏采收率机理及现场试验情况，对贝14兴安岭区块注CO2矿场实验取得的开发效果做了进一步分析研究，为下步扩大试验规模提供参考依据。
【关键词】低渗油藏；CO2驱；提高采收率；注气受效
1、贝14兴安岭区块开发存在问题
贝14兴安岭区块位于苏德尔特油田中部，该区块断层密度大、断块小、构造类型多，储层岩性复杂，且水敏性强，平均孔隙度16.1%，平均渗透率0.5mD，属低孔特低渗透油藏。在注水开发过程中主要存在以下问题：一是投产初期产量较高，产量递减较快，注水不受效，油井措施效果越来越差。2005年，贝14区块兴安岭群油层68口油井投产初期平均单井日产油7.3t，到2010年6月平均单井日产油1.9t。二是注水井吸水能力较差，措施增注效果差。2006年5月注水开发，到2006年底共投注23口井，平均单井日注水仅为9m3。到2010年6月，平均单井日注只有6m3。统计贝14区块4口酸化井，平均酸化有效期仅为1个月，单井累计增注仅250m3；3口压裂井，平均压裂有效期为7个月，单井累计增注558m3。三是储层动用状况逐年变差，地下亏空严重。截止2010年6月，地下累计亏空体积15.64×104m3。為了改善开发效果，在贝14兴安岭中心部位开展了注二氧化碳驱油试验。
2、试验区开发概况
试验区位于贝14兴安岭区块的中部，采用反九点面积井网，井距200m，面积1.79km2，地质储量436.6×104t，渗透率1.12mD，孔隙度13.49%，原始地层压力17.6MPa，平均单井钻遇有效厚度34.9m。于2005年投入开发。投产以来，注水量、产液量、产油量均下降较快，于2006、2007、2008年进行了大量措施工作，但效果均不明显，没有受效迹象，产量持续下降。
3、CO2驱增油机理及适用性分析
3.1 降低原油粘度 CO2注入油藏，在地层温度下迅速气化，极易溶于原油，并能大幅度降低原油粘度。在地层条件下，压力越高CO2在原油中的溶解度就越高，则原油的粘度降低越显著。
3.2 原油体积膨胀 原油中充分溶解CO2后可使原油体积膨胀10%～40%，注入CO2后原油的体积增加，增加了原油的内动能，也大大减少了原油流动过程中毛管阻力和流动阻力，从而提高了原油的流动能力。
3.3 压力下降造成溶解气驱 由于注入的CO2在原油中溶解，形成CO2溶解气。当油井生产时，油层压力降低，大量的CO2从原油中游离出来，将原油驱入井筒。
3.4 改善原油与水的流度比 大量注入的CO2会在原油和水中溶解。CO2在原油中溶解后使原油的粘度降低，流度增加；CO2在水中溶解后使水碳酸化，粘度增加，流度下降。
3.5 酸化解堵作用，提高注入能力 在页岩中，溶解有CO2的地层水可与地层基质相互反应，降低地层水PH值，抑制储层的粘土膨胀。在碳酸岩和砂岩中，CO2与储层矿物能发生反应，生成易溶于水的碳酸氢盐，提高了储层的渗透性。在一定压差下，一部分游离气对油层的堵塞物具有较强的冲刷作用，可有效地疏通因二次污染造成的地层堵塞。国外，主要是美国早在20世纪50年代就开始了注CO2采油的现场应用，并且取得了较好的效果。国外注CO2采油应用油藏类型较多，储层渗透率大于0.1×10-3?m2，油藏埋深小于3500m，原油API小于45.0的油藏均适合注CO2驱油。
国内，大庆油田和吉林油田也分别开展了注CO2驱油试验，见到一定效果，为在海拉尔开展注气试验提供了参考。另外海拉尔盆地适合CO2驱的特低渗透油层储量较大，且拥有丰富的CO2气源，有利于试验的开展。
通过室内试验表明在原始油藏条件下CO2对兴安岭储层原油有很好的膨胀和降粘作用，原油体积膨胀可达1.4倍，降粘幅度可达40%，岩心驱替试验表明CO2驱油效率较高，在注入CO2孔隙体积0.8时，混相驱的驱油效率能达到80%，并随着注入体积的增加稳中有升。
4、试验效果分析
试验区一期4注15采于2011年9月正式投产，至2013年10月，累计注气2.84×104t，0.0204PV，2012年下半年逐渐见到注气效果，截止2013年10月，累计增油2900t。
4.1 试验区产油量上升
试验区开发形势：2012年5月份上提注入压力，注入量增加；6月份油井开始表现出受效迹象，产液量、产油量逐渐增加，由18.9t/d，增加到目前的29.3t/d，采油速度达到0.48%。
贝14-X58-58井组3口井和贝14-X56-54井受效比较明显。主要表现为构造高部位受效、水气共同作用受效、沿人工裂缝方向受效三种形式。
4.2 套管气CO2含量上升
从套管气监测数据来看，贝14-X60-58等6口井套管气CO2含量较高。
4.3 储层动用状况得到改善
对比注气前后4口井的产液剖面和2口井的注入剖面资料，吸气层数、吸气厚度明显增加。
表5 注气前后注入和产出剖面对比表
项目 注气前/注气后 差 值
小层数 砂岩厚度 有效厚度 小层数 砂岩厚度 有效厚度
注入剖面 8/12 36.3/52.2 27.5/49.4 4 15.9 21.9
产出剖面 15/24 66.2/116.9 63.3/112.6 9 50.7 49.3
4.4 注入波及体积扩大
微地震水/气驱前缘监测资料显示，注气推进速度明显加快。
4.5 注气后地层原油原油密度、粘度下降
2口井的平均地面原油密度由0.8334t/m3下降至0.8273t/m3，平均地面原油粘度由8.33mPa.s下降至6.34mPa.s。
5、结论与认识
（1）由于地层条件差，在原井网下，很难建立有效驱动体系，注不进采不出，措施也很难达到增产增注的目的。
（2）通过国内外注CO2实例和室内试验表明，贝14兴安岭区块比较适合CO2驱。
（3）通过加密录取资料表明，试验区一期取得一定效果，产油量明显上升，油井套管气见到CO2，储层动用程度提高，波及体积扩大，地面原油密度和粘度下降。
（4）在目前情况下，很难达到混相驱油，应主要以气顶气驱和溶解气驱为主，因此构造高部位井、高渗透条带井比较容易受效。
（5）目前试验区有6口井套管气CO2含量明显上升，二氧化碳对油气井管柱和地面管线系统都有腐蚀作用，需加强配套注采和集输防腐工艺的研究。
（6）贝14兴安岭区块地下条件复杂，需进一步加强地质研究和注气规律研究，以适应规模扩大的需要。
【关键词】低渗油藏；CO2驱；提高采收率；注气受效
1、贝14兴安岭区块开发存在问题
贝14兴安岭区块位于苏德尔特油田中部，该区块断层密度大、断块小、构造类型多，储层岩性复杂，且水敏性强，平均孔隙度16.1%，平均渗透率0.5mD，属低孔特低渗透油藏。在注水开发过程中主要存在以下问题：一是投产初期产量较高，产量递减较快，注水不受效，油井措施效果越来越差。2005年，贝14区块兴安岭群油层68口油井投产初期平均单井日产油7.3t，到2010年6月平均单井日产油1.9t。二是注水井吸水能力较差，措施增注效果差。2006年5月注水开发，到2006年底共投注23口井，平均单井日注水仅为9m3。到2010年6月，平均单井日注只有6m3。统计贝14区块4口酸化井，平均酸化有效期仅为1个月，单井累计增注仅250m3；3口压裂井，平均压裂有效期为7个月，单井累计增注558m3。三是储层动用状况逐年变差，地下亏空严重。截止2010年6月，地下累计亏空体积15.64×104m3。為了改善开发效果，在贝14兴安岭中心部位开展了注二氧化碳驱油试验。
2、试验区开发概况
试验区位于贝14兴安岭区块的中部，采用反九点面积井网，井距200m，面积1.79km2，地质储量436.6×104t，渗透率1.12mD，孔隙度13.49%，原始地层压力17.6MPa，平均单井钻遇有效厚度34.9m。于2005年投入开发。投产以来，注水量、产液量、产油量均下降较快，于2006、2007、2008年进行了大量措施工作，但效果均不明显，没有受效迹象，产量持续下降。
3、CO2驱增油机理及适用性分析
3.1 降低原油粘度 CO2注入油藏，在地层温度下迅速气化，极易溶于原油，并能大幅度降低原油粘度。在地层条件下，压力越高CO2在原油中的溶解度就越高，则原油的粘度降低越显著。
3.2 原油体积膨胀 原油中充分溶解CO2后可使原油体积膨胀10%～40%，注入CO2后原油的体积增加，增加了原油的内动能，也大大减少了原油流动过程中毛管阻力和流动阻力，从而提高了原油的流动能力。
3.3 压力下降造成溶解气驱 由于注入的CO2在原油中溶解，形成CO2溶解气。当油井生产时，油层压力降低，大量的CO2从原油中游离出来，将原油驱入井筒。
3.4 改善原油与水的流度比 大量注入的CO2会在原油和水中溶解。CO2在原油中溶解后使原油的粘度降低，流度增加；CO2在水中溶解后使水碳酸化，粘度增加，流度下降。
3.5 酸化解堵作用，提高注入能力 在页岩中，溶解有CO2的地层水可与地层基质相互反应，降低地层水PH值，抑制储层的粘土膨胀。在碳酸岩和砂岩中，CO2与储层矿物能发生反应，生成易溶于水的碳酸氢盐，提高了储层的渗透性。在一定压差下，一部分游离气对油层的堵塞物具有较强的冲刷作用，可有效地疏通因二次污染造成的地层堵塞。国外，主要是美国早在20世纪50年代就开始了注CO2采油的现场应用，并且取得了较好的效果。国外注CO2采油应用油藏类型较多，储层渗透率大于0.1×10-3?m2，油藏埋深小于3500m，原油API小于45.0的油藏均适合注CO2驱油。
国内，大庆油田和吉林油田也分别开展了注CO2驱油试验，见到一定效果，为在海拉尔开展注气试验提供了参考。另外海拉尔盆地适合CO2驱的特低渗透油层储量较大，且拥有丰富的CO2气源，有利于试验的开展。
通过室内试验表明在原始油藏条件下CO2对兴安岭储层原油有很好的膨胀和降粘作用，原油体积膨胀可达1.4倍，降粘幅度可达40%，岩心驱替试验表明CO2驱油效率较高，在注入CO2孔隙体积0.8时，混相驱的驱油效率能达到80%，并随着注入体积的增加稳中有升。
4、试验效果分析
试验区一期4注15采于2011年9月正式投产，至2013年10月，累计注气2.84×104t，0.0204PV，2012年下半年逐渐见到注气效果，截止2013年10月，累计增油2900t。
4.1 试验区产油量上升
试验区开发形势：2012年5月份上提注入压力，注入量增加；6月份油井开始表现出受效迹象，产液量、产油量逐渐增加，由18.9t/d，增加到目前的29.3t/d，采油速度达到0.48%。
贝14-X58-58井组3口井和贝14-X56-54井受效比较明显。主要表现为构造高部位受效、水气共同作用受效、沿人工裂缝方向受效三种形式。
4.2 套管气CO2含量上升
从套管气监测数据来看，贝14-X60-58等6口井套管气CO2含量较高。
4.3 储层动用状况得到改善
对比注气前后4口井的产液剖面和2口井的注入剖面资料，吸气层数、吸气厚度明显增加。
表5 注气前后注入和产出剖面对比表
项目 注气前/注气后 差 值
小层数 砂岩厚度 有效厚度 小层数 砂岩厚度 有效厚度
注入剖面 8/12 36.3/52.2 27.5/49.4 4 15.9 21.9
产出剖面 15/24 66.2/116.9 63.3/112.6 9 50.7 49.3
4.4 注入波及体积扩大
微地震水/气驱前缘监测资料显示，注气推进速度明显加快。
4.5 注气后地层原油原油密度、粘度下降
2口井的平均地面原油密度由0.8334t/m3下降至0.8273t/m3，平均地面原油粘度由8.33mPa.s下降至6.34mPa.s。
5、结论与认识
（1）由于地层条件差，在原井网下，很难建立有效驱动体系，注不进采不出，措施也很难达到增产增注的目的。
（2）通过国内外注CO2实例和室内试验表明，贝14兴安岭区块比较适合CO2驱。
（3）通过加密录取资料表明，试验区一期取得一定效果，产油量明显上升，油井套管气见到CO2，储层动用程度提高，波及体积扩大，地面原油密度和粘度下降。
（4）在目前情况下，很难达到混相驱油，应主要以气顶气驱和溶解气驱为主，因此构造高部位井、高渗透条带井比较容易受效。
（5）目前试验区有6口井套管气CO2含量明显上升，二氧化碳对油气井管柱和地面管线系统都有腐蚀作用，需加强配套注采和集输防腐工艺的研究。
（6）贝14兴安岭区块地下条件复杂，需进一步加强地质研究和注气规律研究，以适应规模扩大的需要。